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55 Martes 8 de marzo de 2022 El Peruano / PROYECTOS Cuadro N° 14 Bloque ctm. S//kVARh Primero 1,541 Segundo 2,928 Tercero 4,318 2. Cargo por el exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por el exceso inductivo correspondiente al primer bloque. Los cargos por energía reactiva serán reajustados multiplicándolos por el factor FTC de fi nido en el numeral 1.1 del Artículo 2° de la presente resolución, en la misma oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra en los respectivos sistemas eléctricos. Artículo 9°.- Disponer que los Precios Medios en la Barra Equivalente de Media Tensión para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, no podrán ser mayores en ningún caso al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado Promedio (formado por el 70% del Precio en Barra del Sistema Aislado Electro Oriente y 30% Precio en Barra del Sistema Aislado Chavimochic, de fi nidos en el Cuadro N° 1). Dicha comparación se efectuará en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas Eléctricos, considerando un factor de carga de 55%, una estructura de compra de 35% de energía en Horas de Punta y 65% de energía en Horas Fuera de Punta. En caso que los Precios Medios en la Barra Equivalente de Media Tensión sean mayores al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, los costos respectivos serán reconocidos aplicando el Factor Límite Tarifario (FLT), el cual será calculado de acuerdo a la siguiente fórmula [1]. ܶܮܨ ൌܣܵܯܲ ܶܯܧܤܯܲǥǥǥሾͳሿ Donde: PMSA : Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, en céntimos de S//kWh. PMBEMT : Precio Medio en la Barra Equivalente de Media Tensión del Sistema Eléctrico en comparación, en céntimos de S//kWh. Artículo 10°.- Disponer que el Precio Promedio de la Energía a nivel Generación (PPEG) a que se re fi ere el artículo 107 de la Ley de Concesiones Eléctricas, será el correspondiente al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) de las Barras Base siguientes: - Para el SEIN, Barra Lima 220 kV. - Para los Sistemas Aislados, Empresa Chavimochic. Artículo 11°.- Fijar el valor del Costo de Racionamiento en 286,912 ctm. S//kWh para todos los sistemas eléctricos. Artículo 12°.- Fijar en USD 86 666 964 el monto de la Remuneración Anual Garantizada y en USD 82 627 046 el monto de la Remuneración Anual por Ampliaciones que le corresponde percibir a la empresa Red de Energía del Perú S.A. (REP) para el periodo anual comprendido entre el 01 de mayo de 2022 y el 30 de abril de 2023. Artículo 13°.- Fijar los valores del Peaje por Conexión y del Ingreso Tarifario Esperado para el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y del Peaje de Transmisión y del Ingreso Tarifario para el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) de los Sistemas que se indican en los Cuadros Nº 15 y Nº 16. Cuadro N° 15 Sistema de TransmisiónPeaje por Conexión (S/)Ingreso Tarifario Esperado (S/) SPT de REP 359 793 343 1 842 116Sistema de TransmisiónPeaje por Conexión (S/)Ingreso Tarifario Esperado (S/) SPT de Egemsa 305 938 0 SPT de San Gabán 372 976 0 SPT de Antamina 510 268 0 SPT de Eteselva 12 224 819 3 212 SPT de Redesur 65 910 512 57 050 SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum N° 5 y Addendum N° 10)176 968 705 0 SPT de Transmantaro (Addendum N° 8) 57 690 858 0 SPT de Transmantaro (Ampliación Adicional 1) 4 058 771 0 SPT de ISA (contrato BOOT, ampliación 1 y 2)52 390 688 18 743 Cuadro N° 16 Instalación de Transmisión de SGTPeaje de Transmisión (S/)Ingreso Tarifario Esperado (S/) LT Chilca – Zapallal (Tramo 1 y 2) 47 866 093 731 076 LT Talara – Piura (2do Circuito) 10 639 929 3 427 LT Zapallal - Trujillo 500 kV 119 950 176 1 614 169 LT Machupicchu - Abancay - Cotaruse 52 538 909 587 644 LT Trujillo - Chiclayo 500 kV 75 873 415 232 606 LT Pomacocha - Carhuamayo 11 409 346 807 LT Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo 500kV187 763 978 6 023 876 SE Carapongo (1° Etapa) y SE Carapongo (Monto Complementario)29 304 240 106 232 LT Carhuamayo - Paragsha 220 kV 82 756 406 0LT Paragsha - Conococha 220 kV LT Conococha - Huallanca 220 kV LT Huallanca - Cajamarca 220 kV SE Cajamarca - SVC LT Socabaya - Tintaya 29 948 648 733 083 LT Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV 220 450 979 1 705 631 LT Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba75 954 677 98 847 LT Azángaro – Juliaca – Puno 220 kV 25 692 187 8 667 LT Aguaytía - Pucallpa 138kV (2° Circuito) 7 406 388 0 13.1 Los montos fi jados corresponden a la remuneración anual. Los valores que el concesionario deberá recuperar por el primer periodo de fi jación anual serán calculados como sigue: (i) se determinará el número de días comprendidos entre el día de inicio de la Operación Comercial de las instalaciones y el 30 de abril de 2023; (ii) este número de días se dividirá entre 365; (iii) la fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes. 13.2 A fi n de establecer la valorización de las transferencias de generadores a concesionarios de transmisión, en lo concerniente al Peaje de Transmisión, el COES determinará la remuneración que los concesionarios deberán recuperar por el primer periodo de fi jación anual como sigue: (i) se determinará el número de días comprendidos desde el día de entrada en vigencia del pliego tarifario que incorpora el peaje unitario correspondiente a la instalación que entra en operación comercial y el 30 de abril de 2023; (ii) este número de días se dividirá entre 365; (iii) la fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes. 13.3 Los montos dejados de percibir por las empresas concesionarias de Transmisión a los que se tuviera derecho, como consecuencia de la precisión contenida en el numeral precedente, deberá ser considerado en el proceso de liquidación anual, que se realice oportunamente de acuerdo con las normas de liquidación aprobadas con Resolución N° 055-2020-OS/CD y N° 056-2020-OS/CD.